变电站无功补偿技术

变电站无功补偿技术（通用10篇）

变电站无功补偿技术 篇1

0 引言

近年来, 随着电力电子技术的不断发展, 非线性电力装置大量投入运行。由于对电网缺乏良好的规划, 电力设备配置不够合理, 工厂、企业用电不规范等原因, 对电网的正常运行产生了许多不良影响[1,2,3]。电网谐波污染严重、功率因数低、变压器效率低等问题给电力系统带来了巨大的经济损失。因此, 电力系统无功功率要时刻保持平衡, 以维持电力系统电压水平, 保障安全稳定运行, 提高供电质量, 减小电能损失[4,5]。合理地使用无功补偿技术, 可以有效调整电网电压, 抑制谐波干扰, 提高供电质量, 保证电网安全、稳定的运行[6]。

1 无功补偿的原则

无功补偿装置要保证电力系统有功负荷高峰和低谷运行时, 分 (电压) 层和分 (供电) 区无功功率实现平衡。分层无功平衡是指220 k V及以上等级的无功平衡, 分区无功平衡是指110 k V及以下等级的无功平衡。应该尽量避免进行远距离无功补偿, 330 k V以上系统与下级系统之间不应有无功电力变换。对于超高压线路的充电功率应该按照就地补偿的原则, 采用高、低压并联电抗器进行无功补偿。当220 k V电力系统中存在电压稳定问题时, 应该在枢纽变电站配置快速的无功补偿装置。

新建的110 k V以上电压等级的变电站一般都采用10～220 k V的电缆线路, 这时应该根据电缆出线情况配置合适容量的感性无功补偿装置。在变电站的设计过程中, 应该根据计算确定适当容量的无功补偿装置, 在主变运行至最大负荷时, 其一次侧的功率因数应该不低于0.95;在主变运行至低谷负荷时, 其一次侧功率因数应不高于0.95。并联电容器和电抗器应该采用自动投切的运行方式。变电站主变压器高压侧应该装设双向有功功率表和无功功率表。对于无人值守的变电站, 应该在控制中心实现上述功能。对于并入电网的发电机组, 应该具备在满负荷工作时功率因数在0.85～0.97运行的能力, 从而保证电力系统具有事故备用无功容量和电压调整能力。

对于电力用户, 应该根据负荷的无功需要设计和安装无功补偿装置, 并能够防止电力设备向电网注入无功功率。100 k VA以上的电力用户, 其功率因数应该达到0.95以上, 其他电力用户的功率因数应该达到0.90以上。

2 无功补偿点的选择

无功功率不能进行远距离传送。在电气距离较小的各点之间进行无功功率的相互调节也是很难实现的, 因此电压/无功功率的控制通常采用分级/分区的控制方式。电力系统无功功率和电压问题具有区域性的特点, 通常情况是由于某个薄弱地区缺少无功补偿而引起电压不稳定, 如不能及时进行补偿, 局部电压不稳定会发展为全局电压不稳定的电力事故。因此需要对电力系统进行合理的分区, 在各个区域内确定合理的无功功率补偿节点, 这样可以有效提高电力系统电压稳定性。

2.1 灵敏度分析

在常规潮流方程中引入负荷增长水平λ, 得到扩展潮流方程:

式中:

式中, Vi为节点i的电压幅值;θij为节点i和j之间的相角差;Gij、Bij为导纳矩阵Yij的实部和虚部;j∈i表示所有节点j与i直接相连;λ为负荷增长水平;PLi0、PGi0分别为节点的有功功率和发电机的出力 (λ=0) ;PGi (λ) 为节点在负荷增长水平为λ时的发电机有功功率;PLi (λ) 为节点i在负荷水平为λ时的有功功率。

将式 (1) 表示为函数形式:

对式 (2) 两端求全导数:

根据公式 (4) 求出, 其由小到大的排序即为电压稳定灵敏度排序。的最大值点为电压稳定性最大的节点。

2.2 电力系统的分区

两节点之间的电气距离通常用一个节点处电压幅值变化量ΔV对另一节点处注入无功功率变化量ΔQ的灵敏度Svq来表示。根据电气距离, 对电力系统进行区域划分。

当式 (1) 中的λ=0时, 即为常规潮流方程。两节点之间的电气距离通常用一个节点处电压幅值变化量ΔV对另一节点处注入无功功率变化量ΔQ的灵敏度Svq来表示。在平衡点处将常规潮流方程线性化, 可以得到:

由于电压和无功的强相关性, 不考虑有功功率变化, 则上式可以简化为:

式中, ΔP、ΔQ分别为有功功率和无功功率的变化量;Δθ、ΔV分别为电压相角和幅值的变化量;J为潮流方程的雅可比矩阵。

当时i≠j, (SVq) ij≠ (SVq) ji。因为2个节点间的电气距离具有对称性特点, 采用Sij=Sji=[ (SVq) ij+ (SVq) ji]/2来表示节点i和j之间的电气距离。S为电气距离矩阵, 表示各节点之间的耦合强度。

电气距离Sij大, 则表示2个节点之间的耦合强度大, 联系紧密;电气距离Sij小, 则表示2个节点之间的耦合强度小, 联系弱。电力系统区域划分的原则是使一个区域内节点之间的电气距离尽量大;不同区域节点之间的电气距离尽量小。即区域内耦合强度大, 区域间的耦合强度小。

电力系统分区的基本步骤:首先, 根据计算得到的电压稳定度进行排序;计算节点之间的电气距离, 并找到最大电气距离Smax和最小电气距离Smin, 步长step= (Smax-Smin) /2。然后以含有无功储能的节点PV作为中心节点i, 从中心节点开始进行分层搜索, 如果节点j与中心节点i的电气距离Sij大于step, 则节点j与i合并为一个区, 即初始分区m。再寻找与j相连的节点k, 如果节点k与i之间的电气距离Sik大于step, 则将节点k合并到分区m。重复上面的过程, 直到与中心节点的电气距离小于step, 即完成分区m的划分。按照上面的分区原则, 可以形成以PV节点为中心的Npv个分区。找到剩余负荷节点中电压稳定灵敏度最大的节点, 作为中心节点, 按照上面的方法可以得到以此负荷节点为中心的分区, 最终得到电力系统的分区。

所以不含PV节点的分区个数, 为无功补偿的节点数。每个分区内的电压稳定灵敏度最大的节点为无功补偿节点。

3 无功补偿容量的确定

电力系统无功补偿应该以电网的实际数据为基础, 进行离线分析和计算。在在线运行的系统中应该保存典型时刻的数据, 用于管理和分析之用。

3.1 技术方法

从电力系统数据库中获取系统运行的历史数据, 假设各节点处具有足够大的无功补偿容量, 采用二次规划法进行无功补偿的优化计算, 可以得到各补偿节点的最优化的无功补偿容量。通过对实际无功补偿容量和计算得到的最优化补偿容量进行比较, 可以得到节点的无功缺额。根据补偿缺额来确定无功补偿点和补偿器件的类型和大小。

3.2 无功补偿优化算法

无功补偿优化算法以补偿节点的无功补偿量作为控制量, 以母线电压的上下线作为约束进行优化计算。通过计算可以得到各补偿节点的最优化的补偿容量。通过与补偿节点实际补偿配置情况进行比较分析, 可以对系统无功补偿配置进行有效的评估, 从而确定最佳的补偿方案。

4 结语

电能质量对电力系统的安全稳定运行有着重要的影响, 通过对电网的计算确定合理的补偿位置和补偿容量, 对电网进行无功补偿优化配置, 实现无功补偿的科学调控和分层、分区、就地平衡, 可以有效地调整电网电压、抑制谐波干扰、提高供电质量, 保证电网安全、稳定的运行。

摘要：阐述了无功补偿对电力系统安全稳定运行的重要作用, 重点研究了通过电力系统分区的方法, 确定无功补偿位置, 利用无功优化计算方法确定无功补偿点的最佳补偿容量, 实现对电力系统无功补偿配置的有效评估。

关键词：无功补偿,功率因数,分区,补偿容量

参考文献

[1]曹喜库, 魏义岭.用无功补偿的方法降低线损[J].煤炭技术, 2004 (5)

[2]徐素清.变电站无功补偿装置[J].内蒙古科技与经济, 2008 (13)

[3]肖冠军.变电站设计中的电压调整与无功补偿[J].建筑电气, 2008 (10)

[4]武志刚.新技术条件下的电力系统电压稳定研究[D].天津:天津大学, 2002

[5]于兴鹏, 刘秀红.高压电机无功功率就地补偿技术[J].电工技术, 2008 (6)

[6]张晓琴, 包中婷.无功补偿与谐波抑制[J].成都电子机械高等专科学校学报, 2005 (1)

变电站无功补偿技术 篇2

【关键词】变电站；无功补偿；电压调节；电容器

1、引言

为保证电力系统的安全，并且实现它的经济运行，必须确保电压质量。当下我国逐渐开始推动电力系统市场化，进行商业化运营，这对电压质量也有了更高的要求。人们开始密切关注变电站的电压调节和无功控制。保持电压质量合格，降低网损需要对无功功率进行分层、分区、就地平衡，对无功设备进行科学调控，做好电网无功的优化。目前无功优化的途径主要有两种：一种是全网范围内的无功优化，以开工时设备的网损值最小作为目标函数；另一种是变电站的电压无功综合控制（VQC），通过使用并联的补偿电容器和有载调压变压器，使得局部的電压和无功补偿可以自行调控。通过这种自动调节，使进线功率因数尽可能接近1，保证负荷侧母线的电压在规定范围内。

从上世纪70年代，就开始了对VQC装置的研究。现在国内外已经形成了一整套比较成熟的控制策略。近年来，高速通信技术、卫星同步授时技术和电力系统信号采集和处理技术都得到了飞速的发展，变电站电压的控制有了无功补偿控制的装置提供技术支持，使得VQC具有很高的可靠性。

2、变电站无功控制与电压调节的主要方式

2.1补偿容量不足时的无功功率平衡

要想平衡电压系统的质量和无功功率，必须以系统电压维持在正常水平作为前提。正常情况下，电源的无功功率和有功功率都要从用电设备获得。如果用电设备不能提供充足的无功效率，无法满足用电设备的需求，那么正常的电磁场就无法建立起来。这样就会导致端电压降低，用电设备无法在额定电压下正常工作，导致电力系统无法正常运行。无功功率平衡可以很好地解决这一问题，当电力系统的电压水平降低时，控制装置会自动调节电压，降低系统对无功功率的需求。这样，在容量不足时，无功功率控制装置会使无功功率达到一种平衡状态[1] 。

2.2电源充足时的无功功率平衡

电力系统的电源与电压水平密切相关。当无功功率电源不足时，相应的电压水平也较低。相反，电源充足时，电压水平就较高。因此，在电力系统的运行过程中，要使用电设备可以在额定电压下维持无功功率平衡。在这个基础上，安装一定的补偿装置进行就地补偿。如此一来，电压的质量可以得到提高，线损也可以有所减少。然而实践表明，只单单使用无功补偿控制来调节电压，是无法很好地解决电压质量问题的。因为随着配变负荷的增大，电压的波动也会变大。因此，大家普遍使用“九区图”法。“九区图”是一种控制算法，电压和无功是控制变量，通过投切电容器和切换变压器分接开关档位，使无功Q和电压U达到我们所需的值。它把自动调压和自动跟踪补偿很好地配合在一起，使电压的质量得到进一步的提高[2]。

3、变电站无功补偿控制和调节电压的原理及具体实现方法

3.1原理

从理论上来讲，无功控制划分可以根据电压和无功划分，也可以把电压和无功的因素作为划分依据。目前电力系统中普遍使用的是九区图控制法。该方法通过对无功和电压上下限的规定，将无功和电压平面分成了九个区域，因此称为九区图控制法，如图1所示。

九区图控制法原理：电压和无功上下限的确定是有一定依据的，前者是以电压合格范围作为确定依据的；后者的确定是根据每组电容器的容量和偏差进行的，为了维持无功平衡及保持投切的稳定。无功上限意味着无功过剩，无功下限则代表无功不足。最终无功控制的方法根据电压和无功所处的状态即位置来确定[3]。

3.2实现方法

如果电压和无功未到达所需的值，那么可以利用投切电容器组，变换有载配电变压器分接开关的档位来调节U和Q。具体方法如下：

0区：电压无功合格不需要调节；

1区：电压超过了上限，需要进行降压调节。（1）电压优先：可以将分接头向下调节。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使电压下降，大于电压下限同时无功低于上限。（2）无功优先：可以将分接头向下调节，使无功回复正常。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

2区：无功高于下限，电压高于上限，此时首先要把电压降下来，若无功仍然高于下限，则可以投入电容器。（1）电压优先：首先尝试退电容器，看看电压是否高于下限同时无功低于上限。如果电容器无法退，可以将分接头下调，看看是否可以使电压和无功都高于下限。（2）无功优先：首先尝试退电容器，如果可以使无功低于上限。否则将分接头上调，看看是否可以使电压低于上限。

3区：电压在合格范围内，但无功超过下限，可以通过投电容器进行调节。

4区：电压和无功均超过下限，可以首先通过投电容器进行调节。（1）电压优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，可以投电容器，看看是否可以使电压低于上限同时无功高于下限。（2）无功优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

5区：电压高于下限，可以通过升压进行调节。

6区：电压高于下限，无功高于上限，首先需要使电压升高。（1）电压优先：尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果投电容器不可行，尝试将分接头上调，看看是否可以使无功和电压均低于上限。（2）无功优先：首先尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果此法不行，可以把分接头向下调节，看看是否可以使电压高于闭锁上限同时无功高于上限。

7区：电压在合格范围内，无功高于上限，需要通过切电容器来调节。

8区：电压和无功均高于上限，可以首先尝试切电容器，如果电压还是高于上限则通过降压来调节。

4、无功控制与调节效果分析

4.1通过无功补偿控制装置的使用，电力系统设备的使用年限可以延长，电压的质量也可以有所提高。

电压损失 U简化计算如下：

U=（PR+QX）/U （式1）

式中：U表示线路额定电压，单位是kV；P表示输送的有功功率，单位是kM；Q表示输送的无功功率，单位是kVar；R表示线路电阻，单位是Ω；X表示线路电抗，单位为Ω。

补偿装置容量Qc安装之后，线路电压降为U1，计算如下：

ΔU1=[PR+（Q-Qc）X]/U （式2）

很顯然，ΔU1<ΔU，换言之就是安装补偿电容之后，减少了电压的损失，提高了设备运行时的安全性。根据式子（1）和（2）可以得到安装补偿电容后，电压升高的计算方法为：

ΔU-ΔU1=QcX/U（式 3）

从该式子可以看出，越是接近线路末端，安装无功补偿装置的效果就越好。因为靠近线路末尾的电抗较大。

4.2无功补偿可降低电能损耗

无功补偿装置的作用主要是可以降低电损，节约能源。线路的有功损耗的降低原理如下：输送的有功P是一个固定值，安装无功补偿装置后，功率因数有所提高，从原来的cosφ上升到cosφ1。由于P=IR，所以线路的有功损耗和电流的平方成正比。又因为P=UIcosφ，电流与cos 成反比。所以，当功率因数由cosφ提高到cosφ1时，电流也有所下降，线路的有功损失也随之减少[4]。

5、无功补偿控制装置的不足及改进方案

5.1不足

VQC装置受到较多电力系统工作人员的青睐，主要是由于它作为一种无功补偿设备，可以根据电压和无功的区域进行自动调解，加之成本适中并易于维护。但是由于受当时经济技术条件的限制，传统的VQC也存在一些不足。

传统的VQC不能实现精细化补偿。因为考虑到成本，VQC装置一般不会多于5级，大多设置在2-4级。这就导致电容器的级差较大，在投切电容器组的时候电力系统会受到较大的冲击。

传统的VQC装置容易发生故障。因为户外型的的设计是参照箱变结构进行的，户内型设计是参照开关柜进行的。设计时没有考虑到无功补偿产品的特殊要求，将电容器和电抗器安装在封闭的空间里，由于它们会产生大量的热，使空间温度升高，影响电容器和电抗器的寿命，使主要元件的使用年限降低，因此故障率较高。

5.2改进方案

为了弥补VQC装置的不足，可以把VQC和SVC（静态无功补偿系统）结合，形成新的组合方案，如此一来可以实现以下功能：

（1）使用可控硅控制电抗，可以连续地调节容量，不像传统的VQC装置那样，投切电容器时会带来阶梯式无功补偿。这种组合方案可以真正实现就地平衡，减损节能，使系统的传输能力得到较大的提高。

（2）变电站中由于无功变化，会引起电容频繁投切，为避免这一问题，把电容器作为主要的无功元件，同时把电抗器作为调节元件，可以使投切开关和电容的使用年限有所延长。

（3）通过双向的无功补偿，使变电站可以调度的范围得到了扩大，可以更优地调节无功，保证了电力系统无功控制的质量。

（4）无功调节的容量得以扩大，分接头的切换次数可以大大减少，达到了较好的电压调节效果。

6、小结

目前社会经济正在快速地发展和进步，社会对用电量以及电能质量都有了更高的要求，电压是保障电力系统正常运行的重要指标，电压的质量关系着电网的稳定和经济的正常运行，因此，电力部门必须把电压调节和无功补偿控制作为电力工作的重要部分。

参考文献

[1]曾威.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].电力科技，2014，10：193.

[2]李周洪.浅谈变电站无功补偿VQC控制[J].中国高新技术企业，2011，25：101-102.

[3]李中秋.变电站无功补偿控制策略研究[J].企业科技与发展，2008，12：95-97.

[4]陈淼.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].中国新技术新产品，2011，20：126.

作者简介

变电站无功补偿技术 篇3

传统的电压无功调节都是通过改变电容器投入数量及调节主变电压分接开关来实现的。这样就带来两个问题:一是无论将电容器如何分组都不可能完全适应系统感性无功变化,只能在某一较大范围内进行调节,不能实现细调;二是电容器投切产生过电压,因而频繁操作必将严重影响电容器运行寿命。

电容器在运行中的涌流问题,一般采用串联电抗器进行限制,这样必然要牺牲一部分电容器用来直接补偿电抗器的无功损耗,增加电容器的投资。而串接电抗器又提高了电容器的运行电压,严重影响了电容器的运行寿命[1]。

无功自动调节装置突破传统无功补偿理念,改电容器分组投切为一次性固定投入,通过改变电容器端电压达到改变补偿容量的目的,解决了电容器投切中的过电压、涌流等技术问题。改滞后调节为适时调节,大幅度降低线损,提高公司的经济效益,在不新建电厂的情况下增加供电能力,为解决目前油田电力紧张做出贡献。

项目的主要关键技术及项目特点

1关键技术

目前国内对无功的补偿应用最多的是固定电容器组进行补偿,缺点是不能自动调节,会经常出现过补和欠补,现在许多厂家研制生产了以改变电容器容量C为手段的补偿装置即VQC。由于存在着电容器不能频繁投切及电容器投切产生的过电压影响电容器运行安全等问题,VQC一直没有被广泛应用,有些变电站安装了VQC也无法运行,另外由于电容器投切充放电问题,电容器投切时都要求有一定的延时,根本无法实现适时投切,而新型电压无功补偿技术彻底改变了原来落后的调节手段,不采用投切电容方式调节无功,而是电容器固定接入不分组,根据Q=2πfCU2改变电容器端电压调节无功输出来调节系统功率因数,实现容量从100%～36%分9级输出,解决了电容器运行中的过电压、涌流等问题,实现了无功的实时调节[2]。

2系统的结构及工作原理

(1)系统组成

电压无功自动调节装置由以下3部分组成。

电压调节器:功能为通过电压调节器将电容器和母线连接起来,在保证母线电压稳定的前提下,改变电容器输出端电压,以保证电容器输出容量满足系统要求。

微机控制器:根据输入的电流电压信号,进行分接判断,发出命令,调节变电站主变分接头以调整母线电压合格率。调节电压调节器的输出电压以改变电容器无功输出量,并具备相应的显示和信号功能。

电力电容器:容性无功源。

装置分一次回路和控制回路两部分,主回路主要包括:调节变压器、真空断路器、隔离开关、电容器组、避雷器、电流互感器和电压互感器等,控制部分主要由微机控制器构成,有载调压变压器,分9档调节,改造时将6kV母线电容器开关至电容器组的电缆开断,一端接调压变压器的一次绕组,另一端接在二次绕组上,装置可通过电容器的真空断路器进行投运操作和故障切除。

(2)调节无功原理

电压无功自动调节装置的调节无功容量是根据式Q=2πfCU2的原理进行无功的自动调节。即通过电压调节器调节电容器两端的电压U,来调节电容器的无功出力[3]。电容调节器加在电容器两端的电压为(60%～100%)×6.3kV,即电压为3.78～6.3kV,电容器容量输出为(36%～100%)×Qe。电压器调节器为自耦变压器结构,其端部接在6kV母线上,而输出端接在电容器上,当调节器在1档时,电容器直接接在6kV母线上,其出力Q=100%×Qe;当调节器输出在9档时,电容器两端电压为60%×Ue,其无功输出Q=36%×Qe。这样就可以实现电容器固定接入而通过调节电容器端电压按要求调节无功补偿容量,从而避免频繁投切电容器而引起的涌流和过电压。

(3)控制原理

电压无功综合控制原理按系统电压无功构成的9区图进行控制(图1),电压上、下限可按GB12325-1990标准整定,6kV系统上限为6.7kV,下限为5.8kV,无功以功率因数为依据,按要求功率因数cos准应不低于0.9,可为下限,上限为0.98,以不向系统倒送无功为准[4]。

1、2、3、4、5、6、7、8区为调节区,9区为运行区。

1区时:U<下限5.8kV,cos准<下限0.9,无功延时时间到,调节电压调节器,增大电容器无功出力,即cos准上升;若调节后有一项仍不满足要求,以“调第2项T”为延时调主变分接头,升电压。

2区时:U<下限5.8kV,cos准满足要求,升电压延时时间到,先调节主变分接头,升电压;若调节后有一项仍不满足要求,以“调第2项T”为延时调电压调节器,强行增加无功。

3区时:U<下限5.8kV,cos准>上限0.98,降无功延时时间到,调节电压调节器,减小电容器无功出力,即cos准下降;若调节后有一项仍不满足要求,以“调第2项T”为延时调主变分接头,升电压。

4区时:U满足要求,cos准<下限0.9,升无功延时时间到,调节电压调节器,增大电容器无功出力,即cos准上升,此时主变分接头不动作。

5区时:U满足要求,cos准>上限0.98,降无功延时时间到,调节电压调节器,减小电容器无功出力,即cos准下降,此时主变分接头不动作。

6区时:U>上限6.7kV,cos准<下限0.9,降电压延时时间到,调主变分接头,减小电压;若调节后有一项仍不满足要求,以“调第2项T”为延时调电压调节器,升无功。

7区时:U>上限6.7kV,cos准满足要求,降电压延时时间到,调主变分接头,减小电压,此时电压调节器不动作。

8区时:U>上限6.7kV,cos准>上限0.98,降无功延时时间到,调节电压调节器,减小电容器无功出力,即cos准下降;若调节后有一项仍不满足要求,以“调第2项T”为延时调主变分接头,降电压。

控制器调节原则:保证供电电压在允许的变动(整定值)范围内的前提下,充分调节控制器无功补偿控制器,实现电网无功功率就地平衡[5]。

实现的功能

新的无功补偿装置采用了新型无功补偿技术,打破了传统落后的调压手段,采用在电容器固定接入下调节电容器端电压,在一定范围内适时、动态、连续地调节电容器无功输出容量,较好地满足变电站电压无功调节的需要,该装置包括了电压调节器、微机控制器和电力电容器3部分。

电压调节器:是1台9档有载调压变压器,通过电压调节器将母线和电容器连接起来,在保证母线电压稳定的基础上,改变电容器输出端电压,保证电容器输出容量满足系统要求。

微机控制器:可以通过液晶上的键盘进行参数设定、查询、升(降)无功操作、事件查询和信号复归等操作。根据输入的电流电压信号,自动进行分接判断,发出命令,调节电压调节器的输出电压以改变电容器无功输出量。

通过无功自动调节装置的应用,有效地减少了电容器投切次数,减少对电容器的涌流,实现了适时调节,确保电网运行在最佳状态,有效降低损耗,提高了经济效益。

应用情况、效益分析及预测

设备安装调试后于2005年9月22日投运,投运后效果明显,表1为投运后2#主变功率因数的变化对照表。

根据表1功率因数对照表可以看出投运后辛四变2#主变功率因数有明显的提高而且基本稳定,达到和接近国电公司电力系统电压和无功管理条例的要求。

装置投运后辛四变6kV侧部分出线的线路损耗变化对照表见表2。

由表2得出辛四变6kV侧4条出线1～9月份效益总和为:

2005年9月,总公司在前期大量调查分析的基础上,选定胜利油田辛四变作为试点变电站安装了新型无功补偿装置,在取得相关运行数据和经验后,于2006年又在滨六变、河口基地变、孤三变进行了推广应用。

新型无功自动补偿装置,技术先进,方案合理,经过现场运行表明:

(1)采用无功自动调节装置可有效地提高变电站的功率因数,使其达到0.93以上。

(2)在满足提高功率因数的基础上,也能有效地降低母线压降,提高网压水平,降低变压器功率损失和网损,增加了供电系统的输出能力,从而更能充分利用现有配电设备的容量,缓解油田电力紧张的局面。

(3)电压调节器在调节过程中无过电压存在,有效地降低电容器合闸涌流对系统机电容器本身的冲击,可以保证电容器安全,延长其使用寿命。

(4)由于调压过程中电容器始终不脱离电网,无充放电现象,因此无调节延时,可以实现适时调节。

结论

无功补偿采用电压无功自动调节装置是成功的,该装置的运行已彻底改变变电站电容器靠手动投切的传统模式,实现从离线处理到实时处理,从单独控制到集中控制,避免了人工监视、手动投切的各种弊端,如响应慢、误操作、工作量大等,电压水平的合格性和稳定性得到了显著提高,整个电网的网损降到了尽量低的程度。运行实践表明,新设备投入后2#主变系统功率因数有明显提高而且保持稳定,节能效果明显,不仅大大提高了变电站电压无功管理水平,而且减少了运行人员的工作量和设备事故。可在电力系统无功自动补偿技术上推广使用。

摘要：针对胜利油田无功现状进行了调查分析,在此基础上确定了无功补偿方案,并在110kV辛四变等变电站进行了试点,达到了预期的目的,同时取得了较好的经济效益,对电力系统动态无功补偿提供了一个很好的思路和方法。

关键词：无功补偿,调节,变电站

参考文献

[1]靳龙章,丁毓山.电网无功补偿实用技术[M].北京:中国水利水电出版社,1997.

[2]陈珩.电力系统稳态分析[M].北京:水利电力出版社,1995.

[3]孙成宝,李广泽.配电网实用技术[M].北京:中国水利水电出版社,1997.

[4]谷定燮.我国500kV输变电工程过电压设计方面存在的问题和改进措施[J].电力建设,2002,23(7):26-30.

变电站无功补偿技术 篇4

关键词：煤矿 变电站 动态无功补偿

中图分类号：TM714.3文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）05（c）-0244-01

同煤集团电业公司盘道35 kV变电站，主要承担着塔山矿一、二盘区的供电任务，原采用手动方式投切电容器进行无功补偿，当大功率电机等用电设备启动或运行时就会造成大量的无功缺额，如果不即时动态跟踪补偿无功就会造成变压器、输电线路的损耗增大、功率因数低等问题。该站原采用的手动方式投切电容器已难以满足系统的要求，并且还会产生涌流和电磁暂态，造成过电压。它的安全运行直接影响着矿井的供电安全。

1 方案的确定

盘道355 kV变电站上级电源来自大同市电力公司杨家窑1105 kV无人值守变电站，该变电站改造前，我们采用的是集合式并联电容器无功补偿设备，补偿容量为13.5兆乏，由于矿井用电设备有大量的冲击性负荷和间歇性负荷（如：绞车）等，负荷变化较大，自动装置用于投切电容器的开关是真空断路器，不适于频繁操作经常损坏，出于安全考虑，所以采用手动方式投切电容器。当电容器的补偿容量大于变电站的无功缺额时，投入电容器就会出现过补，而不投又会欠补，还会产生涌流、电磁暂态和谐波，造成过电压。假如把原自动装置投入运行的话，补偿级数差大、精度低，仍然达不到精细无功补偿的要求。由于集合式并联电容器补偿装置无法快速跟踪无功负荷的冲击变化，响应速度慢等，已经不适应对这类负荷的补偿。

鉴于上述原因，根据考察、调研、测量、计算结果，在盘道35KV变电站采用基于磁阀式可控电抗器的静止型动态无功补偿装置（FC+MCR型SVC）是最理想的补偿方式，同时也弥补了集合式并联电容器的功能缺陷。

2 MSVC装置概述

静止无功补偿装置（SVC），是一种先进的补偿装置，可以连续而快速地控制无功功率，并通过发出或吸收无功功率来控制所连续的输电系统的节点电压，实现动态补偿。降低系统的谐波畸变度、提高系统的功率因数，减小电压波动及闪变，平衡三相电流电压。

“磁控电抗器”也就是我们通常说的MCR，MCR也是个电感，只是MCR这个电感通过晶闸管（SCR）可以调节输出感性无功罢了，补偿感性负荷的工作是由补偿（滤波）支路来完成的，MCR的存在只是为了当固定电容器组过补偿时，来帮感性负荷找个平衡。

MSVC装置由补偿（滤波）支路和磁控电抗器并联支路组成，在MCR 型SVC中，晶闸管（SCR）是安装在控制回路中，承受的电压低，有极高的可靠性；并且产生的谐波含量较低，所以MCR型SVC将是动态无功补偿改造与设计的最理想选择。

3 改造前运行情况分析

从盘道355 kV变电站比较常见的较大日有功负荷曲线图中可以看出，一天内有功负荷有三次较大的波动，峰谷差：9.2 MW，日平均有功负荷：11.3 MW，负荷率：70%。由于矿井大功率电机等用电设备启动造成供电系统大量的无功缺额，所以导致了负荷的峰谷差较大。

从该站日无功负荷曲线图中可以看出：因为手动投切电容器时间基本是按负荷变化而进行的，所以无功负荷也跟随有功负荷的变化而变化，一天内也有三次较大的波动，峰谷差：6.2兆乏，日平均无功负荷：8.5兆乏。

从该站日功率因数变化曲线图中分析可知，系统功率因数的实时值波动也较大，峰谷差：0.14，日平均功率因数：0.79。

4 改造后的效果

改造方案确定后，我们采用了济南迪生电子电气有限公司设计制造，两台型号为DSLC-11-5000、DSLC-11-6000的MCR及其控制系统，对该站的补偿设备进行了改造，并对改造后的运行情况进行了分析总结。

从该站改造后的较大日有功负荷曲线图中可以看出，与改造前相同，一天内有功负荷也有三次较大的波动，峰谷差：8.8 MW，日平均有功负荷：10 MW，负荷率：74%。

从该站改造后的日无功负荷曲线图中可以看出，与改造前相比无功负荷在一天内的变化不大，尤其明显的是将高峰无功负荷降低，保持了较小的峰谷差。经过实际计算，峰谷差：4.901兆乏，日平均无功负荷：2.551兆乏。

从该站功率因数变化曲线图中分析可知：峰谷差：0.04，日平均功率因数：0.98。

综上所述，该变电站的无功补偿通过采用MCR进行改造后，系统电压趋于平稳，功率因数保持在设定值0.98左右，同时验证了MCR型SVC优良的动态跟踪补偿性能，为MSVC动态无功补偿装置的推广应用提供了很好的技术典范。

5 预期达到的指标

5.1 稳定母线电压

MCR型SVC装置投运后，保证该站10 kVⅠ段、Ⅱ段母线电压波动符合国标要求。电压上限控制在10.5 kV，电压下限控制在9.7 kV。

5.2 提高功率因数

MCR型SVC装置投运后，保证该站功率因数任意时刻在0.95以上。

6 结语

通过对35 kV盘道变电站无功补偿设备的成功改造，进一步展示了MSVC动态无功补偿装置的优越性，用它来改造和发展电网的无功补偿，实施动态无功优化调整，有着广阔的发展前景，在同行业中具有一定的推广价值，其节能效果显著。主要体现在三个方面：

（1）减少了功率因数调整电费的支出（改造前该站的功率因数为0.8左右）；

（2）减少线路无功传输，线路线损将大幅度下降，这部分节能效果每月产生不少于3万元的经济效益；

（3）稳定电压提高电动机出力，这部分称为工艺节能，是产生节能增效中最大的一部分。

参考文献

[1]谭津.基于MATLAB的实时语音可视化时频域分析系统[J].科技资讯，2012（3）.

变电站无功补偿技术 篇5

1线路无功补偿设备

1.1发电机。 电网电压的负载对于发电机产生的电流要求高, 因为其运行的动力就是通过无功补偿的功率不断调整电网电压, 来稳定电网运行。 其负载效果可以在三相平衡中体现, 发电机励磁电流不断调整, 无功功率也随之改变, 当出现过大励磁效果时, 发电机感性负载过高, 无功功率越大, 反之, 励磁电流过小, 其容性无功功率越大。 通过发电机的这种补偿影响, 无功功率输出越大, 则提升的有功功率消耗越低。 所以, 发电机在无功补偿中发挥重要作用, 使电网可以利用无功电源达到技术需求。 图1为无功补偿过程。 1.2电容器。 电容器储存的电荷用于保持无功平衡, 达到降低变电器线路的消耗, 改善电压质量。 过程是通过补偿负荷的无功功率使电容两侧极板经过通电形成电势差, 以促进系统内功率参数的提升, 达到合理电压水平, 最终降低消耗, 使变电站电压电流稳定。 由于性质不同, 电容器包括并联和串联两种, 并联电容器通过对无功功率的调节来降低线路感性负荷, 从而降低电压消耗;而串联电容器应用于线路较远的地区, 对此作出阻抗补偿, 而补偿的功率需要通过进行容量计算得到, 所以, 对于补偿前后功率的平均参数要提前作出计算, 预估感性负载程度及有功负载率。

2 35KV变电站内容

2.1供电内容。 三相平衡下, 确定用电设备损耗的有功功率及无功功率, 在合理配置的基础上, 调节电能, 确保用电设备的线路连接正确。 线路以单母线的形式连接, 可以提升系统的无功功率, 由于有功功率与无功功率是同时消耗与输送的关系, 所以, 一些小地区及企业的用电设备的选择多为35KV及以下的变电站, 其配电系统功率参数低, 可以提升无功补偿装备功率。 2.2主要设备。 35KV及以下变电站在选择设备时, 一是对变压器的选择, 要选择35KV及以下的有载调压变压器, 使其在做有功功率消耗时, 也有无功功率的输送。 二是对开关柜的选择, 作为控制设备开关运行的设置, 根据电压等级有不同的开关柜, 35KV及以下变电站要选择低压开关柜。 2.3信息化。 现今变电站越来越以技术调控为主, 对于计算机监控系统的设备装置有诸多要求。 由于要对变电站内部整体实现监控, 所以网络布控要全面, 信息数据要实时传送。 此外, 由于35KV及以下变电站行程较远, 所以, 对于远程监控的能力需要完善, 对数据进行全面记录。 2.4电源。 电源是变电站系统中最重要的, 它对系统内部的断路器、互感器等装置时时进行保护, 从而实现对变电站的整体控制。 对于电源设备的选择, 需要从监控、充电及传送等方面进行综合考量, 优化变电站的合理配置。

3 35KV及以下变电站线路无功补偿存在的问题

供电系统中, 无功功率主要通过电动机、变压器及线路等几方面负荷确定补偿因数, 而无功电源的补偿设备可以考虑发电机及其他设施, 其设备不会造成电源消耗。 但是由于无功功率在输送电能的过程中会造成电压消耗, 导致变电站线路在补偿时仍然存在多方面问题。

3.1无功倒送。无功倒送是由于电容投入太多或太少, 多余的无功功率送上电网的过程。一旦用户采取固定电容器补偿, 会增加系统消耗, 使变电站线路负荷加重, 引起无功倒送。对于如何改进方案, 加强无功补偿效率, 这是变电站电力系统需要不断注意的问题。3.2容量补偿问题。变电站无功补偿影响线路与功率两方面。一般低压补偿可以提升无功功率, 减少对变压器的消耗。但是从线路来说, 其减小消耗的作用, 比较低, 所以, 无功补偿的容量对于35KV变电站线路影响很大, 而现今电压方面的无功补偿输出存在很大的容量问题。3.3补偿过多。电容过多会引起系统不稳, 造成电网的负荷加大, 所以无功补偿一般多为密集型电容器。但是在发展的过程中, 这种形式不利于分组投切。并且过多补偿冲击电流, 需要不断进行检修, 加大了设备的投资费用。

4无功补偿设计

4.1低压补偿。 由于配电网损耗过多, 造成无功功率不平衡, 所以, 为加大用户的功率参数, 需要改善其电压质量, 最有效的方式就是配电变压器进行低压补偿。 补偿内容一是进行计算机监控;二是在跟踪负载波动分容投切电容器。 这种低压补偿的方式能够减少线路消耗并节约电能。 4.2集中补偿。 这种补偿方式是35KV及以下变电站常用的方式, 通过补偿装置并联电容器, 将其接在变电站母线上, 以此改善系统的电压, 平衡补偿的功率因数。 由于变电站的无功消耗受到电容容量的影响, 所以需要对变电站进行综合调控, 不断对无功功率平衡完善, 降低配电网消耗。 4.3杆上无功补偿。 这种补偿方式主要是针对35KV及以下线路无功基荷补偿, 由于无功缺额会造成线路负荷加重, 造成过大消耗, 杆上无功补偿通过降低输电网线路的消耗, 可以改善配电线路, 修补无功缺额。 该补偿方式效率高、易修护、投资小, 所以, 可以长期进行补偿。 4.4用户终端分散补偿。 该类无功补偿主要针对低压用户, 像小区需要大量电容的地方, 用电量受时间影响大, 用电设备经常使用, 所以, 无功负载可以单独补偿。 此时, 可以对用户终端进行补偿, 通过信息化操作方式, 利用终端对其监控, 这种方式安装方便, 便于检修, 同时资金投入低, 功能较为完善, 利于无功补偿。

总之, 补偿设备的安装是有效利用用电设备降低消耗的有效手段, 大大提升了用电质量, 所以, 选择无功补偿技术要从多角度原因出发, 综合考量, 避免用电误差。

结束语

35KV及以下变电站线路无功补偿是现今对变电站改革的主要内容, 提升功率因数、降低消耗、促进电网电流的平衡等方面是无功补偿中的重点内容。 通过集中补偿、低压补偿等4种形式, 针对不同系统的性质进行相关设计, 是有效合理配置无功补偿设备的方法, 但具体内容还需结合实际具体分析。

参考文献

[1]王刚.35k V变电站大容量谐波治理和无功补偿技术及装备[D].长沙:湖南大学, 2012.

[2]刘彬.500k V桂林变电站无功补偿装置的经济运行研究[D].南宁:广西大学, 2012.

[3]杨晓滨.500k V变电站无功补偿装置继电保护整定的分析与研究[D].济南:山东大学, 2014.

[4]李浩然.同忻煤矿二风井35k V变电站无功补偿装置的选型与应用[J].科技视界, 2014 (18) .

变电站无功补偿技术 篇6

1 无功补偿技术

无功功率补偿简称无功补偿, 在电力供电系统中起提高电网的功率因数的作用, 降低供电变压器及输送线路的损耗, 提高供电效率, 改善供电环境。无功补偿技术主要分为电容器组分组固定的补偿方式、调压式补偿方式、SVC静止无功补偿技术、SVG动态无功补偿技术。

1) 电容器组分组固定的补偿方式。主要是利用真空开关手动投切并联电容器, 这种补偿方式投切时涌流大, 开关寿命低, 不能实现连续无级调节[1]。

2) 调压式补偿方式。根据Q=2πf CU2, 改变电容器端电压来调节无功输出, 实现自动补偿。利用有载调压变压器 (自耦式) 调节电容器两端的电压, 实现容性无功功率的调节;调压式补偿方式是细化了的分组自动投切, 不能实现连续无级调节;变压器受涌流冲击和谐波影响, 可靠性下降。无法实现滤波, 甚至可能引起谐振的危险[2]。

3) SVC静止无功补偿技术。SVC技术是灵活交流输电 (FACTS) 技术之一, 根据结构原理的不同, SVC技术又分为:晶闸管控制电抗器 (TCR) 、晶闸管投切电容器 (TSC) 、混合型 (TCR+TSC) [2]。SVC静止补偿方式优点是结构原理简单, 相应的SVC设备成本较低且便于维护, 在无功功率控制、灵活性和谐波性能方面均优于FC及电容补偿, 并具有三相平衡、限制电压波动和改善闪变状况的能力。

4) SVG动态无功补偿技术。SVG是指采用全控型电力电子器件组成的桥式变流器来进行动态无功补偿的装置。SVG是以IGBT为核心的柔性交流输电技术, 代表着现阶段电力系统无功补偿技术新的发展方向[3]。动态补偿装置能够快速连续地提供容性和感性无功功率, 实现适当的电压和无功功率控制, 保障电力系统稳定、高效、优质地运行。由于SVG具有如此优越的性能, 是今后动态无功补偿装置的重要发展方向。

2 SVG动态无功补偿技术

SVG依靠其内部电子开关频繁动作产生无功电流和谐波电流, SVG的基本原理就是自换相桥式电路 (电压源型逆变器) 通过电抗器或者变压器直接并联在电网上, 适当地调节桥式电路交流侧输出电压的相位和幅值, 或者直接控制其交流侧电流, 就可以使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流, 实现动态无功补偿的目的。

2.1 SVG原理

SVG将电压源型逆变器经过电抗器并联在电网上。电压源型逆变器包含直流电容和逆变桥2部分, 其中逆变桥由可关断的半导体器件IGBT组成。工作中, 通过调节逆变桥中IGBT器件的开关, 可以控制直流逆变到交流的电压的幅值和相位, 整个装置相当于一个调相电源。通过检测系统中所需的无功功率, 可以快速发出大小相等、相位相反的无功功率, 实现无功功率平衡, 保持系统实时高功率因数运行[4]。

SVG原理见图1, 将系统看作一个电压源, SVG可以看作一个可控电压源, 连接电抗器可以等效成一个线形阻抗元件。

2.2 SVG运行模式

SVG有3种运行模式见表1。

2.3 SVG的控制方法

作为动态无功补偿的类型之一, SVG的控制策略的选择是根据SVG实现的功能和应用的场合, 采用开环控制、闭环控制或者两者结合的策略。在SVG中, 外闭环调节器输出的控制信号被视为补偿器应产生的无功电流 (或无功功率) 的参考值, 根据无功电流 (或无功功率) 参考值调节SVG产生所需无功电流 (或无功功率) 的具体控制方法, 控制方法可分为间接控制和直接控制。

1) 电流间接控制方式。将SVG当作交流电源看待, 通过对SVG变流器所产生交流电压基波相位和幅值的控制, 来间接控制SVG的交流侧电流。

2) 电流直接控制方式。采用跟踪型PWM控制技术对电流波形的瞬时值进行反馈控制, 跟踪型PWM控制技术采用滞环比较方式或者三角波比较方式。

2.4 SVG技术特点

从技术上讲, SVG较传统的无功补偿技术有如下特点[5]:

1) 响应时间快。SVG响应时间小于或等于10ms;传统静补装置响应时间大于20 ms。SVG可在极短的时间之内完成从额定容性无功功率到额定感性无功功率的相互转换, 这种响应速度完全可以对冲击性负荷的补偿。

2) 抑制电压闪变能力强。SVG对电压闪变的抑制可以达到5∶1, 甚至更高, 由于响应速度极快, 增大装置容量可以提高抑制电压闪变的能力。

3) 运行范围宽。SVG能够在额定感性到额定容性的范围内工作, 所以比SVC的运行范围宽很多。

4) 补偿功能多样化。同一套SVG装置, 可以实现多种补偿功能:

◇单独补偿负载无功;

◇单独补偿负载谐波;

◇单独补偿负载不平衡;

◇同时补偿负载无功、谐波和不平衡。

5) 滤除谐波功能。该技术自身产生的谐波含量极低, 并能通过内部检测电路分离出其中的谐波部分, 通过IGBT功率变换器产生与系统中的谐波大小相等相位相反的补偿电流, 实现滤除谐波的功能。

6) 占地面积较小。由于无需大容量的电容器和电抗器做储能元件, SVG的占地面积通常只有相同容量SVC的50%, 甚至更小。

2.5 SVG动态无功补偿装置

SVG动态无功补偿装置包括功率单元、控制柜和充电柜3部分, 结构见图2。

1) 控制柜由工业控制机、控制系统硬件和电源系统组成。用来控制SVG实现预期控制目标、监控系统运行状态、与上位机进行通讯等。工业控制机是SVG系统的人机界面, 用来设置SVG系统的运行参数, 来监控显示系统运行状态。电源系统由2个独立电源组成, 同时为控制系统供电, 实现供电系统的冗余设计。控制系统硬件主要由主控单元和采样单元组成, 是SVG装置的大脑。

2) 功率柜主要由功率单元构成, 是SVG的主体。功率单元内部主要由功率单元板、IGBT模块、薄膜电容、突波吸收电容、型材散热器等组成。功率单元板接收主控单元发来的控制信号, 经解码生成触发脉冲控制IGBT的开通与断开, 产生预期的补偿电流;同时, 还具有直流侧电压检测、故障检测及通讯功能。功率单元板检测的直流电压通过通讯功能传到控制机系统;功率单元的故障检测包括IGBT过流、直流侧过压和功率单元超温等, 检测到功率单元故障时, 会在第一时间实现对设备保护, 并将故障信息反馈给控制机系统。

3) 充电柜由接触器、软起电阻、避雷器等部分组成, 是用来给系统充电并抑制谐波的。充电电阻用来限制SVG起动电流, 充电完成后合上充电柜接触器即可。三相电抗器串联在SVG输出侧, 用来抑制SVG谐波。

3 无功补偿技术比较

无功补偿技术的比较情况如表2所示。通过对6种无功补偿技术的比较, 可发现SVG相应速度最快、谐波电流小、谐波特性好、运行损耗低、噪声低、补偿性能强、可实现动态快速连续调节无功输出, 适用于油田变电站的无功补偿。

4 SVG动态无功补偿技术应用

SVG动态无功补偿技术在胜利油田35 kV陈庄变电站得到应用, 陈庄变电站功率因数为0.86 (低于0.95的国家标准) , 电压畸变率为3.5%, (高于2%的国家标准) , 综合衡量变电站的功率因数和电压畸变率的情况, 按照负荷重、采油负荷为主的选点原则, 在陈庄变电站应用SVG技术进行无功自动补偿和谐波治理, 在6 kV母线侧安装容量为±4MVA的SVG动态无功补偿装置1套。

按照SD 325—1989《电力系统电压和无功电力技术导则》规定220 kV及以下变电站按需要配置无功补偿设备, 容量可按主变容量大10%~30%进行配置, 并满足主变压器最大负荷时, 其高压侧功率因数不低于0.95。国家标准GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》规定电网标称电压为110~6 kV时, 电压总谐波畸变率为2.0%~4.0%。

该设备投入后, 在无功功率、电压调节、功率因数及谐波治理等方面取得了显著的效果, 其各项技术指标也达到了相应的要求:

1) 实时功率因数值由0.86提升至0.987;电压畸变率小于2%。

2) 单套SVG输出调节范围为-100%~100% (无级可调) 。

3) 滤波效率大于90%。

4) SVG装置全时响应时间小于10 ms。

5) 设备具有一定的短时间 (1 min) 过载能力, 过载无功补偿容量为成套装置总容量的20%。

6) 装置具备完善的控制保护和报警措施。在装置故障时提供报警信号, 严重故障时能封锁SVG驱动脉冲, 同时将装置退出运行。

5 效益分析

5.1 经济效益

经胜利石油管理局能源检测站对安装于河口供电公司陈庄变电站动态无功补偿装置的能耗测试, 采用SVG动态无功补偿技术后, 陈庄变电站无功补偿实现无极调节, 补偿效果和质量均达到设计标准, 功率因数由改造前的0.86提高到0.987以上。陈庄变电站高压端输送线路盐陈线线损由3.2%降至2%, 变损由0.83%降至0.69%。

2014年盐陈线线路损耗减少87.99×104kWh, 陈庄变电站变损损耗减少9.65×104kWh。

2014年经测量补偿后陈庄变电站减少的总损耗97.64×104k Wh, 直接经济效益73.23万元。

补偿容量为±4MVA的SVG装置投运后, 运行电流下降, 进一步提高了变电站设备利用率, 增强了用电高峰期时设备承载能力。

5.2 社会效益

通过对变电站进行无功补偿后, 间接补偿了胜利发电厂机组无功, 降低发电机的无功出力, 提高发电机组效率, 从而减少燃煤量, 降低碳排放。

根据电煤折算量每10 000 k Wh相当于1.229 t标煤, 年度可减少损耗120 t标煤。按照华北区域电网排放因子0.980 3 t/MWh (CO2) , 相当于减少温室气体排放957.16 t (CO2) 。

6 结论

1) 根据胜利油田电网运行特点, 确立了以SVG技术为基础的动态无功补偿方案, 并进行应用试验, 收到良好的应用效果。该变电站功率因数从0.86提升到0.98, 谐波总电压畸变低于2%, 均达到国家标准。该项目有效提高了电网运行效率和电能利用率, 降低了电网损耗, 提高了电压质量, 保障了电网安全、经济稳定运行。

2) SVG动态无功补偿技术兼有动态无功补偿和谐波电流补偿的双重功能, 具有响应速度快、动态范围宽、补偿效果好、占地面积小, 安全性高的特点, 该技术将传统的静态电容器无功补偿改变为动态无功发生器补偿方式, 是无功补偿技术质的飞跃。

3) 把先进的SVG技术引入胜利油田电网是油田建设智能电网、绿色电网的典型案例, 成功的应用为油田电网稳定经济运行和提升电压质量提供了有力的技术保障, 具有较大的应用前景和推广价值。

摘要：文中介绍了传统无功补偿技术和SVG动态无功补偿技术, 阐述了SVG技术原理、运行方式、控制方法、技术先进性, 对SVG动态无功补偿装置进行研究, 指定适合油田变电站的SVG动态无功补偿应用方案。通过实际案例, 验证SVG动态无功补偿技术在油田变电站的应用与推广的可行性。

关键词：油田变电站,静止无功发生器,动态无功补偿

参考文献

[1]杨孝志.几种无功补偿技术的分析和比较[J].安徽电力.2006, 23 (2) :40-43.

[2]夏祖华, 沈斐, 胡爱军, 等.动态无功补偿技术应用综述[J].电力设备.2004, 5 (10) :27-31.

[3]J.Dixon.无功补偿技术的发展 (一) [J].交流技术与电力牵引.2006 (5) :31-39.

[4]刘俊杰.静止无功发生器 (SVG) 的研究与设计[D].天津:天津理工大学, 2012.

变电站无功补偿技术 篇7

1 无功调节基本原理

在电力系统运行中, 电源的无功功率 (即无功电源) 在任何时刻都同负荷的无功功率和网络的无功损耗之和 (即总的无功负载) 相等, 也就是说, 无论何时, 电网中的无功总是平衡的, 问题在于无功功率的这种平衡是在什么样的电压水平下实现的。

采用并联电容器的方法补偿系统的无功功率, 电力电容器是一种静止的无功补偿设备。它的主要作用是向电力系统提供无功功率, 提高功率因数。采用就地无功补偿, 可以减少输电线路输送电流, 起到减少线路能量损耗和压降, 改善电能质量和提高设备利用率的重要作用。但既不能过补也不能欠补, 只有不断地通过调节变压器分接头来调整电压和通过投切电容器的数量来保证电压质量和无功功率的平衡。

系统总的无功电源包括发电机的无功功率和各种无功补偿设备的无功功率, 同样, 以电压作为横轴, 无功功率作为纵轴, 可作得无功电源与电压的关系曲线, 如图1中曲线1, 3, 它们是一条向下开口的抛物线, 而负荷的无功电压曲线如曲线2, 4。

如果此时系统的无功功率是平衡的 (没有无功缺额) , 那么曲线1与曲线2的交点a, 即为无功平衡点, 对应的电压Ua就是额定电压Ue。当负荷增加时, 负荷的无功-电压特性如曲线4, 如果此时系统的无功电源没有相应的增加, 电源的电压-无功特性曲线仍为曲线1, 这时曲线1与曲线4的交点a′就代表了新的无功平衡点, 并由此决定负荷电压为Ua′, 显然Ua′

2 无功功率分区优化控制

在实际运行中, 使用无功自动补偿装置进行就地补偿, 可以在实现减少线损的同时, 对电压质量起到一定的改善作用。但是, 由于负荷变化大, 使得电压波动也大, 往往单纯依靠无功补偿并不能很好地解决电压质量问题, 因此, 采取以无功和电压作为二元的控制变量, 进行自动跟踪补偿和自动调压相配合的措施, 可实现进一步改善电能质量的目的。

为了使电压U与无功Q达到所需的值, 通过改变变压器有载分接开关档位和投切电容器组来改变电网系统的U和Q。变压器有载分接开关档位的变化不仅对U有影响, 而且对Q也有一定影响, 同样, 电容器组投切对Q影响的同时, 也对U有一定的影响。以变压器电源侧无功功率作为横轴, 10 k V侧母线电压为纵轴, 建立平面直角坐标系, 坐标系中Ⅰ象限的每一点就对应运行中的一组电压、无功值。变电站运行中的电压、无功状况就由这个平面坐标系的每个对应点表示出来, 如图1中的曲线1和2的交点a就代表某一运行方式下的一组电压、无功平衡点。从控制理论上讲, 对一个系统可在该图中选定某一特定的点作为最佳控制点来控制, 但在实际应用中, 电压的升降是由变压器分接开关以额定电压的±1.25%为一挡, 一挡一挡调节的, 并不是连续调节的, 电容器也是以组为单位整组投退的, 所以电压和无功都只可能在某一范围内接近额定值, 因此, 实际控制时, 只对电压、无功划分区域进行控制, 也就是对电压和无功分区控制, 设置好上限和下限, 只有在超出上限下限的情况下, 电压无功控制装置才会指挥变压器分接开关升降、电容器投切。

3 无功调控控制原则和控制方案

由于变电站电压及无功功率是随着电网电压和负荷变化而变的, 加之变电站运行方式也时有改变, 且考虑到一次设备故障等情况十分复杂, 因此必须有一个控制原则和控制方案。

3.1 控制原则

1) 分区优化控制。在某一个控制区内, 在电压和无功两者不能同时兼顾时, 一般是优先考虑电压合格, 具体就是电压越上限、无功正常时:降主变分接头。当有载调压开关处于下限位置时, 退电容器组使电压合格。电压越上限、无功越上限时:先降主变分接头再投电容器组。电压正常、无功越上限时:a.电压在下限临界时:投电容器组;b.电压在上限临界时, 如还有电容器未投, 则先调主变分接头降压再投电容器组。电压越下限、无功越上限时:先投电容器组, 当电容器投完后, 电压仍低于电压下限时, 调整主变分接头升压。电压越下限、无功正常时:调整主变分接头升压。电压越下限、无功越下限时:先调整主变分接头升压后切电容器组。电压合格、无功越下限时:a.电压合格时, 退电容器组;b.电压在下限临界时, 如还有电容器未退, 则先调主变分接头升压再退电容器组。电压越上限、无功越下限时:退电容器组。当电容器组全部退出后, 电压仍高于电压上限时, 调整主变分接头降压。

2) 电容器组投切过于频繁, 加大检修量, 也可能造成电容器爆炸等后果, 常规定变压器分接头两次动作之间的时间或变压器有载调压分接头的动作次数, 电容器组两次动作之间必须有一定的时间间隔。

3) 死区设定。为避免电压波动, 引起电压、无功控制装置误动, 保证系统控制的稳定性, 电压、无功综合控制中常设定电压和无功的死区值及动作的门槛值, 当实测电压 (或无功) 在其控制上 (下) 限一定幅度 (死区值) 内变化时, 综合控制应不响应。

4) 闭锁条件。闭锁是指在系统异常或变电站发生异常情况下, 电压、无功综合控制系统能及时停止自动调节, 以避免事故扩大。闭锁的要求除了可靠性外, 还应具备快速性, 一旦闭锁条件产生, 电压、无功控制装置应能立即响应, 否则将对变电站的安全运行带来严重威胁。例如:当电容器保护动作开关跳闸, 若综合控制装置未及时闭锁, 指挥电容器在跳开后很短的时间内又投入, 则可能造成电容器由于带电荷合闸而发生爆炸, 后果不堪设想, 所以, 必须具备一些闭锁条件。其中包括:主变和电容器的部分保护动作, 电压回路断线, 电压过低, 电压过高, 主变分接头遥控失灵 (滑挡) 等。

变电站值班员负责密切监视本站负荷变化和电压状况, 依据本级电网调度管理规程规定、调度部门下达的电压曲线或控制范围、现场运行规程规定, 保证母线运行电压允许偏差和主变一次侧的综合功率因数均控制在合格范围内。

3.2 控制方案

由高可靠的控制器按照控制策略进行电压无功综合控制, 电容器组用高压真空接触器投切, 当电容器监测到的无功电流值超过整定值时, 控制器根据需投电容器组的级数, 给出控制信号, 自动关合高压真空接触器, 将电容器组投入运行。当无功电流值低于整定值时, 控制器给出控制信号将高压真空接触器断开, 电容器组退出运行。它和变压器配合时, 控制器通过检测低压侧电压的高低自动调节变压器分接头, 以实现稳定负荷电压的作用, 以上工作状态是完全自动进行的。

4 无功补偿技术应用

4.1 应用方式

评价牵引供电系统设计与运行优劣的件能指标是电能质量, 而衡量电能质量的一个重要指标是电压, 由于接触网、变电所和牵引机车中的无功状况主要受负荷消耗的无功功率 (即电力机车的功率因数) 及接触网和牵引变压器阻抗大小的影响, 对所在地区电网带来了严重的的负面影响, 如:大规模的出现整流非线形负荷, 产生高次谐波, 使当地电网波形质量发生畸变;引起当地电网电压严重偏移和波动, 影响电网质量和安全等等。

采用SCOTT (斯科特) 变压器等特殊供电方式。在电力机车上装设功补滤波装置来提高机车的功率因数, 补偿装置电路由串联的电容器和电抗器组成, 并接于主变压器的牵引绕组上, 用晶闸管电子开关投切。对于50Hz工频来说, 补偿电路呈容性, 向电网返回超前的无功电流, 起无功补偿作用;而对于低次谐波频率 (3或5、7次) , 电路呈现低阻抗, 它吸收整流桥返回的低次谐波电流, 因而降低了输出的谐波电流分量。

在牵引变电站设置固定的无功补偿及三次滤波装置。虽然这些治理措施取得了一定的效果, 特别是随着全国电气化线路的增长, 电力系统容量的增大, 电气化供电设计中合理配置了区段相位, 但是从宏观来看, 负序问题得到较大程度的缓解, 单个牵引变电站的问题并没得到彻底的解决。

4.2 目前存在问题

电气化系统中进行无功补偿经济效益显著, 但在推广中还存在问题。大量无功潮流从发电厂涌向高压变电站, 再通过输电线路输送至中低压变电站, 造成大量无功潮流远距离穿越、传输。无功补偿容量配置不合理, 大多变电站补偿电容为整组投切, 不能根据负荷变化需要做到就地平衡, 高负荷时功率因数太低, 低负荷时又出现过补偿。

存在无功向配网倒送现象, 无功倒送将会增加电网损耗, 加重配电线路负担, 尤其是采用固定电容器补偿方式的用户, 可能在负荷低谷时造成无功倒送。

摘要：为了更好的解决国民生产中电力资源的浪费问题, 结合电气自动化技术及其设备的系统特点和负荷特点, 采用无功补偿技术, 寻求无功、负序和谐波的综合补偿方法, 能够为电气供电系统和电力系统安全经济运行保驾护航。本文基于对无功调控补偿技术在110KV变电站中的应用研究, 旨在分析这些技术存在的问题并提出调控方案。

关键词：变电站,无功调控

参考文献

[1]丁毓山, 徐义斌, 周国喻等.无功补偿岗位培训教材[M].北京:中国水利水电出版社, 2002.

[2]尚晶.浅谈无功功率补偿技术[J].科技风, 2009.

变电站无功补偿技术 篇8

电力系统是一个非线性的互联大系统,在运行过程中不断产生和积累大量的数据。在电力系统中,如果能应用数据挖掘技术,则可以更加充分地利用这些运行数据,揭示电力系统历年积累的数据背后蕴含的原理、规则,找到解决问题的更加合理的方法,同时还可以提供更加有力的科学依据。当前,已经有许多将数据挖掘技术应用于电力系统各个领域的成功例子。文献[1]论述了利用神经网络对某一特定地区电力负荷历史数据进行分析,在此基础上得出对电力负荷走势的预测数据挖掘技术还可以用于对于电力系统突发事故的处理过程进行分析,得出具有针对性的对策供专家参考。文献[2]就这一方面论述了数据挖掘技术在电力系统电压控制方面的作用。文献[3]论述了利用数据挖掘技术,对电力市场的报价——采购体系中各种影响开停机计划的因素的分析,用回归算法、神经网络以及归纳算法等多种算法得出对于各机组的开停机计划表。

人工蚁群算法是受到人们对自然界中真实的蚂蚁集体行为的研究成果的启发而提出的一种基于种群的模拟进化算法,属于随机搜索算法[4]。该模型已成功应用于求旅行商问题(TSP),二次指派问题,排序问题等NP-困难的组合最优化问题,结果可与模拟退火、遗传算法等通用的启发式算法相媲美[5]。

目前,变电站电压无功控制装置都是考虑就地补偿方式下,对变电站或变电站内的一台主变进行调节,即就地控制运行模式[6]。这种方式只能做到本站电压、无功优化控制,缺乏与整个系统电压、无功控制的协调,主要是适应当前电网在线电压、无功优化计算和控制系统仍未健全条件下实现电压无功自动控制的要求。而在集中控制模式下,针对某一个特定系统,以最小网络损耗等为优化控制目标,在满足有关约束条件下,由中心计算机根据优化计算结果,实时给出各接点电压及允许从系统吸收的无功功率量,各节点据此进行电压、无功设备的调节[6,7]。该方式主要为实现区域电网电压、无功综合优化控制作准备。

上海电网在“十五”期间大力实施220 k V变电站“集控-受控”的运行管理模式,不断提高220 k V变电站的自动化水平。不仅新建的220 k V变电站全部配置变电站自动化系统,上海电网还对一些采用常规控制的老站进行了自动化改造,配置变电站自动化系统,并纳入“集控-受控”的管理模式。对电网调度自动化提出更高要求,不仅要实现对电网安全运行状态进行监控、安全分析和事故处理,而且要实现经济调度,在电网安全运行基础上,达到降低损耗、节约能源,多发电、多供电的目的。如何适应电网商业运营,降低生产成本,提高经济效益和社会效益,是目前面临的主要问题。因此,迫切需要进一步提高上海电网经济运行水平,进行自动电压无功控制研究,加快高级应用软件的开发和应用,提高变电站端自动化设备水平,为实现电网控制创造可靠技术基础。

电力系统数据多,如何提取有用的数据,进行有效的无功优化决策是一个十分有意义的问题。本文介绍了关联规则算法——Apriori算法的概念和步骤及蚁群算法的原理和模型,并进行适当改进,将数据挖掘技术应用于变电站电压无功自动调节系统,充分利用变电站运行过程中的大量数据,将改进Apriori算法应用于无功优化方案的确定,建立总体模型,提出了基于数据挖掘的系统蚁群无功优化方法。以上海220 k V万航变电站为例,以其日常运行的历史数据为基础,运用这一方法得到在各种典型工况下的最优方案,以指导实际运行。

1 在中心变电站应用数据挖掘的模型

1.1 总体模型

针对上海集中控制的模式,控制策略采用中心站集中控制,无功优先的调节方式,即优先投入电容器进行无功补偿。立足于无功的优化组合,达到无功补偿方式最优。在数据挖掘时,如果有调节分接头的情况,由于调节分接头导致潮流会重新分配,本文直接选取调节分接头后的数据进行挖掘,在本文后期优化处理中也考虑到分接头在调节中的影响,并有相应的模型说明。

应用关联规则对中心变电站的数据进行挖掘,进行无功补偿优化,其过程可以描述为:先根据历史数据库建立中心变电站及其各个下属变电站之间的正常关联模式,然后根据这个正常关联模式之间的关系同测量数据进行比较,按照评估函数,即优化的目标,确定当前情况下的最优方案。模型如图1所示。

基于数据挖掘的系统运行无功优化方法确定系统结构分为离线和在线两部分。以变电站历史数据库中的运行数据为基础,经数据挖掘从历史数据中得到覆盖对象运行区域的若干模型,分析建立运行模型库,并形成一套日常无功流动及补偿规则。根据采集到的现场实时数据和优化目标,利用离线挖掘出的知识和规则确定当前工况下的优化运行方案。优化过程的输出与现有控制系统交互。

其中,离线处理过程的输入为数据库数据;输出为关联规则及其置信度。Apriori算法数据挖掘是离线处理过程的核心。在各个相应区内发现所有的频繁项集,根据定义,这些项集的频度至少应等于预先设置的最小支持频度。根据所得的频繁项集,产生相应的强关联规则。在线过程根据规则结果,使用改进蚁群算法搜索最优方案。

1.2 目标函数的构造

系统中i,j两点间的网损表示为:

式中:Pij表示i,j之间线路的通过功率,li为线路的长度,αi为相关综合系数。

总的线路网损为:

系统中某一节点j的节点电压偏离规定值偏差为:

总的电压偏差为:

式中:n为除平衡节点外节点总数;Ujsp为节点给定电压值;∆Ujsp为节点电压给定最大偏移值。

在变电站供电范围已知的情况下,无功优化问题的数学模型可以表示为:

式中:α1,α2为常数,可自行选择,决定权重;Nk为所有可投入的电容器组的编号的集合。

其中:f1,f2均为E的函数;E=[e 1,e 2,…,e n]T为网络中所有电容器的状态:

针对本文模型,可以考虑如下的约束条件[8,9]:

(1)等式约束,即功率平衡约束

式中:Pi、Qi分别表示节点i注入的有功、无功功率;Ui、U j为节点电压,Gij,Bij为i,j之间线路的电导和电纳,δij为i,j节点之间的电角度之差。

(2)节点电压约束

式中:Pi、Qi分别表示节点i注入的有功、无功功率;QCimin、QCimax分别表示第i无功补偿器无功补偿容量的下限、上限;Uimin、Uimax分别表示节点i电压幅值上下限,Timin、Timax表示第i可调变压器分接头调节范围;i=1,2,…,n,Ci为第i台电容器单位时间内的投切次数,Cmin、Cmax为其限值。

由于电容器在单位时间内的投切次数有限制,本文采取的投切策略为:某时刻某负荷作用下,系统中当有违反电压约束的节点时,搜索出的电容器最优投运计划允许执行;如允许执行能使系统网损下降超过10%(该值可根据不同系统选取不同的值)的电容器投运计划。单位时间内,第i台电容器的累计投切次数达到Cmax,则在剩余的单位时间内禁止投切该台电容器。

2 离线数据挖掘模型

2.1 关联规则基本概念

关联规则是形如A⇒B的蕴涵式,其中A⊂I,B⊂I,并且A∩B=φ。规则A⇒B在事务集D中出现,具有支持度s,其中s是D中事务包含A∪B(即A和B二者)的百分比。它是概率P(A∪B)。规则A⇒B在事务集D中具有置信度c,如果D中包含A事务的同时也包含B的百分比是c,那么它是条件概率P(B|A)。即支持度为:

置信度为:

其中:sup port_count(A∪B)为包含项集A∪B的记录数目;support_count(A)为包含项集A的交易记录数目[10]。

支持度和置信度是描述关联规则的两个重要概念,前者用于衡量关联规则在整个数据集中的统计重要性,后者用于衡量关联规则的可信程度。一般来说,只有支持度和置信度均较高的关联规则才可能是用户感兴趣的、有用的关联规则。

一般来说挖掘关联规则的问题可以分为两个阶段:(1)发掘大项集,也就是事务支持度大于预先给定的最小阈值的项的集合;(2)使用大项集来产生数据库中置信度大于预先给定的最小阈值的关联规则[11]。

2.2 Apriori算法

Agrawal等于1994年提出了一个挖掘顾客交易数据库中项集间的关联规则的重要方法,其核心是基于两阶段频集思想的递推算法[12]。

1)用频繁的(k-1)-项集生成候选的频繁k-项集;

2)用数据库扫描和模式匹配计算候选集的支持度;

Apriori的基本思想为首先找出所有的频集,这些项集出现的频繁性至少和预定义的最小支持度一样。然后由频集产生强关联规则,这些规则必须满足最小支持度和最小可信度。挖掘关联规则的总体性能由第一步决定,第二步相对容易实现。

2.3 Apriori算法的改进

从以上的分析可知:可能产生大量的候选集,以及可能需要重复扫描数据库,是Apriori算法的两大缺点。

本文对Apriori算法进行改进,避免了该算法本身的缺点,将其应用到变电站数据的挖掘过程中:

(1)基于划分的思想,对中心站的数据进行预处理。对中心站的数据进行分区挖掘,类似于九区图,只对无功不足或过剩和电压越限的部分进行分区整理。经过划分后,可在相应的区域挖掘相应的规则,每次扫描库不用扫描全部数据,只用扫描满足条件的相关数据,大大减少了扫描的时间,存取速度加快。

(2)利用相似搜索,根据中心变电站的运行情况将其分类。相似搜索的结果使得关联算法的对象的关联程度提高,满足实际运行的要求。

3 在线无功优化模型

3.1 基本蚁群算法的数学模型[13,14]

设m是蚁群中的蚂蚁总数,bi(t)表示t时刻位于元素i的蚂蚁数目,τij(t)为t时刻路径(i,j)上的信息量,dij(i,j=1,2,…,n)表示城市i和j间的距离。初始时刻,各条路径上信息量相等,设τij(0)=C(C为常数)。

蚂蚁k(k=1,2,…,m)在运动过程中,根据各条路径上的信息量决定转移方向,pkij(t)表示在t时刻蚂蚁k由城市i转移到城市j的状态转移概率,则:

其中:allowdk={0,1,…,n-1}-tabu k表示蚂蚁k下一步允许选择的城市的集合。与真实蚁群不同,人工蚁群系统具有记忆功能,tabuk(k=1,2,…,m)用以记录蚂蚁k当前所走过的城市,集合tabuk随着进化过程作动态调整。

经过n个时刻,蚂蚁可走完所有的城市,完成一次循环。每只蚂蚁所走过的路径就是一个解。此时,要根据下式对各路径上的信息量作更新:

其中:ρ⊂[0,1),为挥发因子,1-ρ表示信息残留因子。

∆τkij(t)表示蚂蚁k在本次循环中在城市i和j之间留下的信息量,它的计算公式根据计算模型而定,本文使用最常用的ant circle system模型:

其中:Q表示信息素强度,Lk为蚂蚁k在本次循环中所走路径的总长度。在经过若干次循环以后,可以根据适当的停止条件来结束计算。

3.2 蚁群算法的改进

本文对蚁群优化处理过程的改进主要有以下几点:

1)参数选择:将参数作动态调整。在开始时,将参数选择得小一些,避免“伪正反馈”,过小压缩解空间,使寻优空间过小。当计算运行到一定的循环次数时,采用增大参数值的方法来提高解的质量。

2)参数修正:将数据挖掘的结果对式(9)状态转移概率公式进行修正,使得置信度越高信息素含量越高,蚂蚁选择的概率越大。

在本文中,若第k只蚂蚁在本次循环中经过(i,j),则按式(13)计算:

式中:p为置信度。可见,置信度越高信息素含量越高,以后蚂蚁越倾向于走此路径。

利用数据挖掘出来的结果,形成备选tabu表,每次蚂蚁选择后修改tabu表,形成新的tabu表,直至形成新的优化方案。

3)路径选择策略:首先,对变电站中主变某侧出现的功率缺额,将各个电容器组合成各种状态,计算其无功总额,与功率缺额相比较,找出与之相差最大和最小的方案,舍去该状态,在余下的状态中,对其进行编号,进行数据挖掘得到置信度,置信度表实时更新。

其次,本文对基本蚁群算法中的路径选择策略进行了调整,根据挖掘出的关联规则的置信度的大小作为相关备选路径的概率,列出备选节点tabu表,计算各备选路径的τijk,通过对蚁群算法路径策略的选择,形成tabu表选择确定下一个要到达的节点。可以看出,经过调整后蚂蚁选择路径时没有随机性。

3.3 目标函数的处理

对1.2节中目标函数的处理如下

(1)目标函数的转化

蚁群算法中,每个优化方案是由一只蚂蚁走过的路径表示的。为了便于求解,可把变电站无功补偿寻优问题设计成类似于TSP的模式。所有可以投切的电容器组对应于TSP中的各个城市,而电容器组的投切决策对应于TSP中的两个城市之间的路径。相应的,对式(5)的目标函数可以转化成TSP的模式:

式中:ts(s(en+1))表示如果新增节点n注入无功Q时,目标函数的变化,其计算可以通过节点电流注入法求解。

因此,无功优化问题就可以像TSP问题一样,采用蚁群算法来进行求解。

(2)约束条件的处理

主要考虑不等式约束如何在tabu表中体现,即用tabu表来限制不满足式(7)约束的状态。前面已经说明,这里的tabu表与基本蚁群算法的tabu表有所不同,它的初始建立与离线数据挖掘结果有关,对决策有影响。

由式(7),当无功充足时,可以通过调整变压器有效地调节电压,所以在模型中可以不考虑电压和分接头约束。

由于电容器在单位时间内的投切次数有限制,Cimin≤Ci≤Cimax单位时间内,第i台电容器的累计投切次数达到Cmax,则在剩余的单位时间内禁止投切该台电容器。在tabu表中将其置为0,否则置为1。

4 算例分析

将改进的Apriori算法及蚁群优化算法用于无功优化,并应用在分析上海万航变电站的电压无功调节问题上。在进行数据挖掘前,数据完整,已经经过预处理。

万航变电站所辖的变电所共有19座,其中110 k V变电所4座,35 k V变电所15座。在19座变电所中绝大部分安装了无功补偿设备和有载调压主变压器,占主变压器总台数的100%。根据变电站及与其相联系的下属变电站主变电容器分组配备情况,可将其对应分为31组,如表1所示。

对万航变电站的历年运行数据进行挖掘,从挖掘出来的数据结果也可以看到,变电站无功补偿一般为就地补偿方式,即只要下属变电站检测到无功缺额,就会按照九区图来调节,结果导致中心变电站上的无功过补或者损耗过大等问题,造成相当部分主变在大量时段出现无功倒送现象。

表2列出了置信度大于0.9的部分关联规则。其意义如下:

表示在35 k V母联断开,110 k V母联关闭的情况下,110 k V1号母线上无功不足(由#1和#2变压器110 k V侧可得出无功缺额),运行在九区图的5号区间,即电压U越上限,无功Q越下限时,航余1252,航余1255,航芙1251,航峰3675,航泉3674变电站,均检测到无功缺额;航余1252变电站有(2 400+3 600)kvar电容器投入。

在本文算例中,将参数作动态调整。在开始时,将参数选择得小一些,避免“伪正反馈”,过小压缩解空间,使寻优空间过小。当计算运行到一定的循环次数时,采用增大参数值的方法来提高解的质量。经过实验计算,本例中在总的迭代次数的前1/4次计算中参数α=.0 5,β=1,ρ=4.0,在以后阶段的计算中参数:α=1,β=3,ρ=8.0。参数Q的取值按式(13)计算进行修正,对置信度高的路径加大信息素,让蚂蚁尽快寻优,减小计算量。

图3~图5为母联在各种情况下分别考虑得到的110 k V侧无功缺额连续变化时无功投入优化前后的比较结果。投切方式一和投切方式二是分别为以网损最小化和节点电压偏离规定值最小为目标函数,即以式(5)中分别α1=1,α2=0和α1=0,α2=1两种情况进行优化,对目标函数进行计算后得到相关评价系数。无功缺额为标么值表示。

其中,方式1、2、3分别如表3所示。

使用在线算法得到在不同工况及不同目标函数下的所有电容器的投切结果十分复杂,本文仅给出直观的评价结果。

评价系数为同时考虑电压稳定裕度最大和有功网损最小的多目标函数的无功优化函数。评价系数的表达式为:

式中:F1,f2j分别为式(2)和式(3)所示;NL={f2j≥1},即电压超出节点电压给定最大偏移值的节点,相应的系数Ci加大,相当于引入惩罚项。

在35 k V母联断开,110 k V母联关闭的情况下,无功补偿方式的结果比较如图3所示。

在35 k V母联关闭,110 k V母联断开的情况下,无功补偿方式的结果比较如图4所示。

35 k V母联和110 k V母联全断开的情况下,无功补偿方式的结果比较如图5所示。

可以看到,优化后的方案比原投切方式得到的效果要好,但进行优化,优化后的结果的评价系数仍不能达到0,即100%的完全补偿,甚至会出现过补偿的情况,不过总体效果比原有投切结果的效果要好。分析其原因,可以看到,由于各个变电站的电容分组投入,而其分组不够细致,不能实现无功的无级调节,而在优化的过程中,只是以现有的电容器组进行分析。

由分析结果可以看到,电容器分组投切不能实现无功补偿无级调节,无功补偿优化,电压平滑调节难以实现,建议考虑分级补偿的前提下还应与设备情况相配合从而使分组更加合理,或者使用SVC或STATCOM等设备,以达到更好的无功补偿效果。

5 结语

浅谈变电设计中的无功补偿 篇9

关键词：无功补偿；变电设计；电力建设；无功损耗；电力系统

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）31-0120-02

无功负荷是滞后功率因数运行的用电设备所吸收的功率，由于存在有电力线路和变压器上的无功损耗，要保障电网无功充足，需进行无功补偿。无功补偿可以通过自动化控制装置和相关设备实现，确保电网无功充足、功率因数符合要求，另外运用无功补偿，还可以全面减少变压器和输电电线之上的能量损耗，以确保整个电力系统的稳定性。由于相关技术可靠性较强、稳定性强且利用率较高，所以无功补偿逐步成为了最为核心的电网建设工作之一，在实践的工作中，不仅需要对无功补偿的重点及难点进行论述，加强无功补偿的建设水准，同时还需要加强完善电力线路的继电保护，对其根本意义和基本措施途径加以探讨。

1 无功补偿技术综述

目前电力系统中的电力负荷大部分属于感性负荷，电网除了需向其提供有功功率之外，还需要提供无功功率。在电力系统运行的任何时刻，电源发出的无功功率总是等于同时刻系统负荷和网络的无功损耗之和。无功不足，电压水平降低，为保证系统运行电压水平合格，电力系统的无功功率需保持平衡。电力系统的无功电源包括发电机、同步调相机、电力电容器、静止补偿器，其在电力系统中的运用根据电网的容量及特点配置。大容量、集中配置在系统中枢点的常采用同步调相机过静止补偿器，小容量、分散的无功补偿可采用静电电容器。

2 无功补偿发展前景分析

随着国家经济的发展和电力系统的不断更新，无功补偿成为维护电力系统正常运行的重要举措。系统的管理者与执行者需要提高自身电力及其自动化专业知识的储备，专业素质与自身实践相结合，更好地发展无功补偿技术。无功补偿技术十分复杂，需对电流和电压进行同步严格控制。随着电力市场的慢慢发展，无功补偿已经成为主要改革的方向，本着为人民服务又节省各种费用，从如今的发展模式来看电力市场已经发生了一些变化，再利用一些有利产品进行市场开发和扩张，一系列的改变都是为以后的发展奠定一定的基础，而引领整个市场发展的关键就在于优点大于缺点的产品，那就是无功补偿，是一款带来许多效益的产品，既科学又实用、安全的系统，充分利用其多功能的利用价值全方位地服务群众，并不断地提高服务质量，为整个电力服务行业增加动力。同时减少电功率的损失量，降低运行成本，保证电压的稳定，增加用电安全。

3 变电设计中无功补偿的分类

无功补偿指的是无功功率补偿，当前无功功率较高的电力系统可以使用更多消耗无功的电力设备，无功补偿对生产生活用电有着显著的改善作用，且无功补偿的使用还可全面减少其中的电量损失，保证稳定的输出功率。无功补偿的设备在变电站之中是核心装置之一，其不仅可以为整个电力系统的运营提供稳定的电力保障，保证最为稳定且合适的电压，同时还可以全面提升电力系统工作的稳定性和电力利用率。一旦无功补偿设备在使用过程中出现异常，则很有可能会导致输出电压不稳定，难以满足广大用户用电需求，且易增加用电的危险性。当前使用的无功补偿可分多种基本类型，包括发电机、同步调相机、电力电容器、静止补偿器补偿方式，变电设计中主要考虑采用静电电容器无功补偿方式。电力电容器并接于电网，向系统供给感性无功功率，供给的无功功率Qc与其端电压U成正比，即Qc=U2/Xc。因由多个电容器连接组成，容量可大可小，可集中可分散，功率损耗小，无旋转部件，维护方便。

由于科学的不断向前发展，技术的不断进步，我国的环状配电网的建设为各个区域的用电和生活均带来了深远影响，但是，由于电力故障的增加，使得维修和检测均出现了一定影响，对生产和生活的正常用电也产生了一定影响。正是由于上述的原因，更突显出了无功补偿的重要性，所以，在当前无功补偿的建设和技术发展历程之中，需要综合性地使用自动化控制技术，增加电压的稳定性，以确保我国电网建设的供电平衡性，全面增加输出功率的效率。

4 无功补偿改进措施分析

从理论的层面加以分析及论述，无功补偿应当在系统之中运用到恰当的部位，结合我国当前电网建设的实际情况，还需要针对各条线路进行科学化的规划及管理，改善装备的稳定性，并且结合多个专业的特性，从整体着手，对系统的稳定性及可靠性进行改善。

首先，需要结合各个职能和管理者的相关建设规划，合理分配各个部门的建设情况，充分发挥出管理的优势及效应，全面发挥出无功补偿的特征和优势。

其次，需要妥善选择合适的电力设备系统，加强无功补偿技术的运用质量。同时，要对硬件的质量进行严格控制管理，不可选择价格低廉且不合格的元件，因为硬件的质量不达标会直接影响到电力系统的建设，并且增强电力系统运营的危险性，增加相关成本开支，对用电造成极大的不便。

再次，需加强新设备的建设，更好地促进不同设备之间的匹配性和兼容性提升，技术人员还需要对配备的电力保护系统进行科学的质量检查，对系统进行检验，以确保所选择的电力设备可以发挥出最大的效应，为电力系统的稳定性提供最大程度的维护。

最后，需要在无功补偿的设计过程之中结合各个专业的知识和内容，诸如机电工程、机械绘图、电气自动化、电气建设以及电力工程等，将各个专业的基础知识进行结合，加强各个部门之间的协调与联系，并且对各个环节进行严格的要求，在验收环节之中还应当增强工作的次序性，增强工作的时效性，以分级补偿为基本的原则，在实践之中不断摸索和改良，及时发现不足且及时改进，以确保电力系统运营的稳定性和平衡性。对于电力系统的建设而言，应当将全面规划、合理布局以及就地平衡等作为工作的核心原则，充分地凸显出分级补偿的基本作用，对无功补偿进行科学化的配置，凸显出降损的核心地位，将集中式的补偿以及分散式补偿进行有效地结合，使得供电部门的工作可以与用户的无功补偿有效结合，进而落实相关无功补偿的配置及管理要点，促进无功补偿经济效益的不断提升。

5 结语

综上所述，根据对当前电力系统变电设计之中无功补偿的重点及难点进行综合的分析，从实际的角度出发，深入并且细致地论述了无功补偿的重点及难点，同时对设计环节之中应当重点加强的部位和需要重点改进的部位均进行了细致的研究，旨在不断促进现代化变电设计无功补偿的水准及效益，更好地促进我国电力建设事业的迅猛发展。

参考文献

[1] 张美春.低压网无功功率及其补偿装置[J].宁夏电力，2004，（2）.

[2] 黄腾，王文辉，黄劲松.无功补偿装置及当前电力系统变电设计之中无功补偿的重点及难点应用[J].电气时代，2009，（7）.

[3] 付智明，陶金，杨燕.STATCOM无功补偿装置的实际应用[J].江西电力职业技术学院学报，2006，（1）.

[4] 周青松.煤矿企业自动无功补偿装置应用及当前电力系统变电设计之中无功补偿的重点分析[J].科技传播，2011，（17）.

变电站无功补偿容量的计算 篇10

1 电容器容量的选择

对于电网中的变电站而言, 主要损耗来源于主变压器和线路。因此变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主, 并适当补偿部分线路的无功损耗。应能满足主变压器最大负荷时, 其高压侧功率因数不低于电网的要求 (220 kV变电站功率因数不低于0.95, 110 kV及以下不低于0.91) 。下面, 我们就以一座220 kV变电站的无功补偿容量配置为例来进行电容器配置的计算。

某220 kV变电站, 电压等级220/110/35 kV, 远期3×1 8 0 M V A主变压器, 本期1×1 8 0 M V A主变压器。低压侧终期1 2回出线, 本期4回出线。主变压器短路阻抗Ud 1-2=1 4%, Ud 1-3=2 4%, Ud 2-3=8%, 容量比1 0 0/1 0 0/5 0。

(1) 主变的无功损耗。

主变按满载情况计算:S1=180 MVA

则单台主变的无功损耗为

同理中压侧:QT2=0Mvar

低压侧:QT3=8.1Mvar

(2) 线路的无功损耗QL。

(式中:n为每段母线所带的线路回数, L为每回线路长度, 取L=1 km;I为回路电流, 按每回线路带20MVA容量计算, k为出线电缆单位阻抗, 按X=0.12Ω/km) 最后计算得

(3) 线路的充电功率。

(式中:QC线路充电功率;q为线路单位长度的充电功率, 取q=0.09 Mvar/km;L为线路长度。)

最后计算得QC=0.09 Mvar

因此, 主变所需的无功补偿容量为:

由以上计算可知, 本期主变负载率为100%时, 所需的无功补偿容量为36.21 Mvar。还需考虑主变最大负荷时, 高压侧功率因数不低于0.95, 因此本期35 kVⅠ段母线配置电容器3组, 容量均为12 Mvar。

2 电容器的分组校验

电容器的分组, 还需满足最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%的规定。因此, 需对分组容量进行校验。

35 kV母线发生短路电流为Id=24.70kA, 短路容量Sd=√3×Ue×Id=1583 MVA。

能满足电压波动的要求, 因此, 电容器分组容量选择适当。

3 结论

合理进行无功补偿是保证电压质量和电网稳定运行的必要手段, 对提高输送能力和降低电网损耗具有重要意义。变电站集中补偿电容器的容量确定需要考虑补偿后功率因数合格、各种运行方式下电压合格、无功就地平衡等方面的因素, 同时必须考虑单组电容器投切不应引起电压波动过大, 本文选择了一个算例, 对电容器容量的确定进行了分析。

摘要：本文通过工程实例, 对变电站无功补偿容量选择和校验进行了分析, 并对电容器无功补偿容量的选择及分组校验进行了简述。

关键词：变电站,电容器,无功补偿,计算

参考文献

[1]周武.某220kV变电站电容器改造设计探讨[J], 建筑安全, 2008 (5) .

[2]侯广松.变电站无功补偿电容器容量计算[J], 山东电力技术, 2006 (6) .